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Metodología para la revisión de la solicitud de
áreas en exploración y campos en producción
para la adjudicación de asignaciones
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Contenido
I. Marco Constitucional ................................................................................................... 3
II. Ronda Cero.................................................................................................................. 6
III. Metodología para Ronda Cero ...................................................................................... 7
1. Verificación de suficiencia documental. ........................................................................... 7
2. Evaluación de capacidades técnicas, financieras y de ejecución......................................... 8
3. Evaluación de los planes de exploración y desarrollo. ......................................................17
4. Consulta de expertos. ....................................................................................................18
5. Elaboración de documento soporte de decisión. .............................................................19
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Metodología para la revisión de la solicitud de áreas en exploración
y campos en producción para la adjudicación de asignaciones
I. Marco Constitucional.
El 20 de diciembre de 2013 se publicó en el Diario Oficial de la Federación el “Decreto por el que
se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Constitución Política de los Estados Unidos
Mexicanos, en Materia de Energía” (en adelante, Decreto de reforma constitucional) , el cual
constituye el eje de la denominada Reforma Energética.
Con dicha reforma se consolida la propiedad de la Nación sobre los hidrocarburos en el subsuelo y
la rectoría del Estado en la industria energética; se contempla un modelo de contratación en la
exploración y extracción de hidrocarburos; se permite la inversión privada y la competencia en
actividades de transporte y transformación industrial de hidrocarburos; se introduce competencia
en la generación eléctrica para maximizar su eficiencia; se permite la contratación de particulares
en actividades relacionadas con la transmisión y distribución, se consolidan las funciones de
política y de regulación de la Secretaría de Energía y de las comisiones Nacional de Hidrocarburos y
Reguladora de Energía; se fortalece a Petróleos Mexicanos y a la Comisión Federal de Electricidad,
al convertirlas en Empresas Productivas del Estado, y se establecen nuevos mecanismos de
transparencia, rendición de cuentas y combate a la corrupción en el Sector.
En el marco del fortalecimiento de la empresa petrolera estatal y como uno de los elementos
torales de la reforma, el artículo 27 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, en
su párrafo séptimo, establece que las actividades de exploración y extracción del petróleo y demás
hidrocarburos podrán llevarse a cabo mediante asignaciones a empresas productivas del Estado.
Artículo 27. ...
Tratándose del petróleo y de los hidrocarburos sólidos, líquidos o gaseosos, en el
subsuelo, la propiedad de la Nación es inalienable e imprescriptible y no se otorgarán
concesiones. Con el propósito de obtener ingresos para el Estado que contribuyan al
desarrollo de largo plazo de la Nación, ésta llevará a cabo las actividades de exploración
y extracción del petróleo y demás hidrocarburos mediante asignaciones a empresas
productivas del Estado o a través de contratos con éstas o con particulares, en los
términos de la Ley Reglamentaria. Para cumplir con el objeto de dichas asignaciones o
contratos las empresas productivas del Estado podrán contratar con particulares. En
cualquier caso, los hidrocarburos en el subsuelo son propiedad de la Nación y así deberá
afirmarse en las asignaciones o contratos.
(Énfasis añadido)
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Por su parte, el transitorio Sexto del Decreto de reforma constitucional, instruye un proceso que
permitirá a Petróleos Mexicanos contar con los recursos para asegurar un nivel de inversión en
exploración, desarrollo y extracción sostenible y, al mismo tiempo, estar en posibilidad de acceder
a nuevas áreas como resultado de las rondas de licitación que posteriormente se emitan.
De acuerdo con el transitorio referido, Petróleos Mexicanos debe solicitar a la Secretaría de
Energía la adjudicación de las áreas en exploración y los campos en producción que esté en
capacidad de operar, a través de asignaciones. Dicha solicitud debe ser revisada por la Secretaría
de Energía, con la asistencia técnica de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, con la finalidad de
adjudicar en favor de Petróleos Mexicanos las asignaciones a que se refiere el párrafo séptimo del
artículo 27 constitucional.
Sexto. La Secretaría del ramo en materia de Energía, con la asistencia técnica de la
Comisión Nacional de Hidrocarburos, será la encargada de adjudicar a Petróleos
Mexicanos las asignaciones a que se refiere el párrafo séptimo del artículo 27 de esta
Constitución.
El organismo deberá someter a consideración de la Secretaría del ramo en materia de
Energía la adjudicación de las áreas en exploración y los campos que estén en producción,
que esté en capacidad de operar, a través de asignaciones. Para lo anterior, deberá
acreditar que cuenta con las capacidades técnicas, financieras y de ejecución necesarias
para explorar y extraer los hidrocarburos de forma eficiente y competitiva. La solicitud se
deberá presentar dentro de los noventa días naturales siguientes a la entrada en vigor del
presente Decreto.
La Secretaría del ramo en materia de Energía revisará la solicitud, con la asistencia
técnica de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, y emitirá la resolución correspondiente
dentro del plazo de ciento ochenta días naturales posteriores a la fecha de la solicitud de
Petróleos Mexicanos, estableciendo en la misma la superficie, profundidad y vigencia de
las asignaciones procedentes. Lo anterior tomando en cuenta, entre otros, los siguientes
aspectos:
a) Para asignaciones de exploración de hidrocarburos: en las áreas en las que, a
la fecha de entrada en vigor del presente Decreto, Petróleos Mexicanos haya realizado
descubrimientos comerciales o inversiones en exploración, será posible que, con base en
su capacidad de inversión y sujeto a un plan claramente establecido de exploración de
cada área asignada, continúe con los trabajos en un plazo de tres años, prorrogables por
un período máximo de dos años en función de las características técnicas del campo de
que se trate y del cumplimiento de dicho plan de exploración, y en caso de éxito, que
continúe con las actividades de extracción. De no cumplirse con el plan de exploración, el
área en cuestión deberá revertirse al Estado.
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b) Para asignaciones de extracción de hidrocarburos: Petróleos Mexicanos
mantendrá sus derechos en cada uno de los campos que se encuentren en producción a la
fecha de entrada en vigor del presente Decreto. Deberá presentar un plan de desarrollo
de dichos campos que incluya descripciones de los trabajos e inversiones a realizar,
justificando su adecuado aprovechamiento y una producción eficiente y competitiva.
Para la determinación de las características establecidas en cada asignación de
extracción de hidrocarburos se considerará la coexistencia de distintos campos en un área
determinada. Con base en lo anterior, se podrá establecer la profundidad específica para
cada asignación, de forma que las actividades extractivas puedan ser realizadas, por
separado, en aquellos campos que se ubiquen en una misma área pero a diferente
profundidad, con el fin de maximizar el desarrollo de recursos prospectivos en beneficio de
la Nación.
(Énfasis añadido)
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II. Ronda Cero.
Al proceso de adjudicación de asignaciones referido en el citado Transitorio sexto del Decreto de
reforma constitucional se le ha denominado “Ronda Cero”.
Dicho proceso tiene por objeto apuntalar las inversiones de Petróleos Mexicanos al permitir que
éste mantenga los campos en producción y las áreas de exploración en las que haya invertido.
Para dichos efectos, la Secretaría de Energía, con la asistencia técnica de la Comisión Nacional de
Hidrocarburos efectuaron el análisis de la información remitida por Petróleos Mexicanos con la
finalidad de acreditar que cuenta con las capacidades técnicas, financieras y de ejecución
necesarias para explorar y extraer los hidrocarburos de forma eficiente y competitiva.
El análisis referido tiene por objeto verificar y evaluar las mencionadas capacidades bajo los
principios constitucionales rectores de legalidad, honradez, lealtad, imparcialidad, y eficiencia. En
consecuencia, el presente documento refiere la metodología utilizada por la Secretaría de Energía
y la Comisión Nacional de Hidrocarburos para analizar y evaluar la información técnica, financiera
y de ejecución remitida por Petróleos Mexicanos como sustento de las solicitudes de las áreas en
exploración y los campos en producción, que está en capacidad de operar, a través de
asignaciones.
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III. Metodología para Ronda Cero
Tal como se refirió en al apartado inmediato anterior, la Secretaría de Energía y la Comisión
Nacional de Hidrocarburos implementaron la presente metodología a fin de fortalecer el
procedimiento por medio del cual se analizaron las capacidades técnicas, financieras y de
ejecución de Petróleos Mexicanos, necesarias para explorar y extraer los hidrocarburos de forma
eficiente y competitiva.
Esta metodología se compone de cinco etapas principales, a saber:
1. Verificación de suficiencia documental.
2. Evaluación de capacidades técnicas, financieras y de ejecución de Petróleos Mexicanos.
3. Evaluación del plan de exploración y plan de desarrollo de las áreas en exploración y los
campos en producción remitidos por Petróleos Mexicanos.
4. Consulta a expertos.
5. Elaboración del documento soporte de decisión por parte de la Comisión Nacional de
Hidrocarburos.
1. Verificación de suficiencia documental.
El 28 de febrero de 2014, la Secretaría de Energía remitió a Petróleos Mexicanos el oficio
número 100.214-43, mediante el cual se especificó la información requerida así como la
forma de entrega de la misma, respecto de las áreas de exploración y campos en producción
que ese organismo decidiera solicitar.
Durante el periodo de revisión, se llevó a cabo una verificación cuantitativa de la información
remitida y puesta a disposición de la autoridad por parte de Petróleos Mexicanos, a fin de
contar con los elementos suficientes para el proceso de análisis de la misma y resolver lo
conducente en torno al otorgamiento de las asignaciones.
El intercambio de información entre Petróleos Mexicanos, la Secretaría de Energía y la
Comisión Nacional de Hidrocarburos, se llevó a cabo en el marco del convenio de
colaboración suscrito entre dichas dependencias, a través de los mecanismos siguientes:
Cuarto de datos. Pemex puso la información a disposición de la Secretaría de Energía
y de la Comisión Nacional de Hidrocarburos mediante acceso remoto o en sitio.
Entrega física. Se entregó información de manera física en las instalaciones de la
Secretaría de Energía, de la Comisión o de Petróleos Mexicanos en sus diferentes
regiones administrativas1.
1 PEMEX divide administrativamente al territorio nacional en Región Norte, Región Sur, Región Marina Suroeste y Región
Marina Noreste.
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La Secretaría de Energía y la Comisión Nacional de Hidrocarburos basaron su análi sis y
decisiones partiendo del hecho de que la información remitida por Petróleos Mexicanos es
correcta y verídica. Lo anterior sin menoscabo de las atribuciones que se tienen para realizar
las verificaciones que sean necesarias en el futuro.
2. Evaluación de capacidades técnicas, financieras y de ejecución.
Para la evaluación de las capacidades técnicas, financieras y de ejecución, se tomó en cuenta
el desempeño que Petróleos Mexicanos ha tenido en las áreas en exploración y los campos
que estén en producción que fueron solicitados.
El desempeño en las áreas y campos se evaluó con el apoyo de indicadores técnicos,
financieros y de ejecución reconocidos internacionalmente en la industria petrolera y que
fueron discutidos y acordados entre la Secretaría de Energía y la Comisión Nacional de
Hidrocarburos.
A continuación se refieren los indicadores antes citados:
Indicadores para evaluar capacidad técnica.
a. Exploración
Bloque 1: Antecedentes exploratorios 2008-2014
Etapa en el proceso exploratorio
Estudios exploratorios
Cobertura sísmica
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Recursos prospectivos
Reserva incorporada
Tipo de Hidrocarburos
Oportunidades exploratorias
Localizaciones exploratorias
Probabilidad de éxito geológico
Probabilidad de éxito comercial
Pozos perforados exitosos
Éxito geológico
Campos petroleros en producción
Inversión total 2008-2014
Bloque 2: Planes de Exploración 2015-2019
Meta proceso exploratorio
Meta en estudios exploratorios
Meta de adquisición y procesamiento sísmico de la Unidad Localizaciones
exploratorias programadas a perforar Probabilidad de éxito geológico
Probabilidad de éxito comercial
Reserva estimada a incorporar
Tipo de Hidrocarburos
Infraestructura
Inicio estimado de producción, nuevos yacimientos
Inversión Total 2015-2019
Bloque 3: Indicadores Económicos
Valor Monetario Esperado VME
Valor Presente de la Inversión VPI
Relación VME/VPI
Tasa Interna de Retorno
Costo de Descubrimiento
Bloque 4:
Capacidad Técnica
Capacidad Financiera
Capacidad de Ejecución
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b. Explotación
1. Gasto de aceite y gas mayor a cero (Qo,g > 0)
2. Reservas 1P,2P y 3P
3. Costos de Descubrimiento y Desarrollo 2P
4. Relación Reserva/Producción (R/P)
5. Costo de producción
6. Factor de recuperación
7. Pozos Perforados
8. Años de experiencia
9. Modelo Estático y Dinámico
10. Salud, seguridad y medio ambiente
11. Tecnologías Únicas
12. Número de Pozos Perforados/Número de Pozos Planeados
13. Reparaciones Mayores
14. Condiciones de Abandono
15. Número de intervenciones mayores realizadas/número de intervenciones mayores
planeadas.
Indicadores para evaluar capacidad financiera.
a. Exploración
1. Valor Presente Neto Potencial
2. Eficiencia de la Inversión
b. Explotación
1. Presupuesto del año previo.
2. Valor Presente Neto Potencial
3. Eficiencia de la Inversión VPN/VPI
4. Costos Administrativos
5. Tasa de crecimiento de Reservas
6. Tasa de crecimiento del VPN al 10%
Indicadores para evaluar capacidad de ejecución
1. Infraestructura
2. Equipos de perforación
3. Perforaciones por equipo
4. Tiempo desde el inicio al fin de la perforación
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5. Tiempo del fin de la perforación a la terminación
6. Tiempo de la terminación a la primera producción
7. Tiempo entre el descubrimiento y el desarrollo
8. Tiempo entre el desarrollo y el pico de producción
9. Personal especializado por categorías.
ANÁLISIS DE ÁREAS Y CAMPOS.
Tomando en consideración las características geológicas y de ingeniería de las áreas en
exploración y los campos en producción solicitados, se realizó un comparativo de los
indicadores técnicos, financieros y de ejecución tomando en consideración áreas
exploratorias y campos petroleros análogos nacionales e internacionales en producción, de
acuerdo a lo siguiente:
a. Análisis nacional.
1. Se determinó el rango en el que se encuentra cada indicador a partir de la
información presentada por Petróleos Mexicanos, como se muestra en el siguiente
ejemplo.
Indicador Campo 1 Campo 2 Campo 3 Campo 4
Producción
Promedio de
Aceite (mbpd)
0 15 75 309
Reservas 2P
(mmbpce) 314 3 1,236 2,800
Factor de
Recuperación
de aceite
esperado (%)
19 32 26 52
Valor Presente
Neto
(mmpesos)
3,200 420 6 22,773
Tabla de indicadores por campo (Ilustrativo)
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Indicador Valor Mínimo* Valor Máximo*
Producción Promedio de
Aceite (mbpd) 0 309
Reservas 2P (mmbpce) 3 185
Factor de Recuperación de
aceite esperado (%) 19 52
Valor Presente Neto
(mmpesos) 6 22,773
Determinación del rango de valores por indicador (Ilustrativo)
2. Se realizó un histograma para cada indicador, con el fin de determinar la curva de
frecuencia acumulada y establecer regiones de acuerdo con los percentiles 33 y 67 de
las frecuencias graficadas. Posteriormente, se ubicó a cada indicador, de cada área de
exploración y campo en producción, en alguna de las regiones definidas. A
continuación, se muestra un ejemplo de definición de regiones:
Histograma con regiones definidas de acuerdo con el P33 y el P67 (Ilustrativo)
3. Se determinó la región en la que se encuentra el indicador en cuestión para asignar
una calificación entre 1 y 3, siendo 1 la calificación más baja y 3 la mejor.
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Para efectos de mejor visualización, se asoció un sistema de semáforos en el que el
indicador que tenga un valor de 1 tendrá un fondo rojo, el que tenga un valor de 2
tendrá fondo amarillo y el que tenga un valor de 3 tendrá fondo verde.
En la siguiente tabla se puede observar la asignación de calificaciones y colores:
Indicador CAMPO 1 CAMPO 2 CAMPO 3 CAMPO 4
Producción
Promedio de
Aceite (mbpd) 1 2 3 3
Reservas 2P
(mmbpce) 2 1 3 3
Factor de
Recuperación
de aceite
esperado (%)
1 3 2 3
Valor Presente
Neto
(mmpesos) 3 2 1 3
Puntaje 7 8 9 12
Asignación de valores entre 1 y 3 y color respectivo para cada indicador de cada
campo (Ilustrativo)
Es imperante considerar las variantes técnicas de cada indicador, toda vez que en
algunos supuestos, como en la Producción Promedio de Aceite, entre mayor sea el
valor la calificación se considera más alta; es decir, los campos cuya producción de
aceite se encuentren por encima del P67, tendrán 3 como calificación, sin embargo,
en el caso del Costo de Producción, entre menor sea el valor de este indicador, más
alta será la calificación, de tal manera que los campos en producción cuyo valor de
Costo de Producción se encuentre por debajo del P33 tendrán 3 de calificación.
4. Se establecieron valores de ponderación para cada indicador de acuerdo con su
importancia para la evaluación de capacidades.
A partir de la combinación de estos valores de ponderación determinados para cada
indicador y del valor propio de cada indicador, se obtiene el puntaje global de cada
área de exploración o campo en producción. Cabe aclarar que el color de la casilla que
ocupa cada indicador se mantiene, sin importar el valor que adquiera.
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Combinación de ponderadores y valores asignados a cada indicador (Ilustrativo)
Las actividades anteriores conforman el análisis Nacional que dará una visión de
cuáles son las mejores áreas exploratorias y campos petroleros de la solicitud que
hizo Petróleos Mexicanos.
b. Análisis grupal
1. Se clasificó el total de campos en grupos de acuerdo con criterios definidos por la
Comisión, desde el punto de vista geológico, geofísico, de fluido y/o económico para
comparar áreas y campos con grupos de características similares. A continuación se
muestran los grupos identificados para el análisis de áreas exploratorias y campos en
producción, con base en criterios geológicos y de fluidos.
Grupos
Exploración Explotación
Aguas profundas Aguas profundas
Aguas someras Carbonatos
Áreas terrestres Chicontepec
Áreas no convencionales Aceite pesado y extra pesado
Siliciclásticos
Grupos identificados para el análisis de áreas exploratorias y
campos en producción determinados por la CNH
Indicador Ponderación CAMPO 1 CAMPO 2 CAMPO 3 CAMPO 4
Producción Promedio
de Aceite (mbpd) 4 4 8 12 12
Reservas 2P
(mmbpce) 5 10 5 15 15
Factor de
Recuperación de
aceite esperado (%) 3 3 9 6 12
Valor Presente Neto
(mmpesos) 3 9 6 3 9
Puntaje 26 28 36 49
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2. Se aplicaron los pasos 1, 2, 3 y 4 del Análisis Nacional en cada grupo. Al final de este
proceso cada área exploratoria y cada campo obtiene un puntaje dentro de su grupo.
3. Para cada área exploratoria y campo petrolero se realizó un comparativo con áreas y
campos internacionales.
c. Comparación a nivel internacional
1. Se comparó cada área exploratoria y campo petrolero con áreas y campos a nivel
internacional con características similares. La finalidad de dicho ejercicio es obtener
una referencia sobre cómo califican comparativamente respecto a otros campos
alrededor del mundo.
2. Una vez realizado el comparativo a nivel internacional de las áreas exploratorias y los
campos en producción, se identificaron oportunidades de mejora en las mismas.
En el siguiente ejemplo se muestra un campo que tiene un valor de Factor de
Recuperación para un cierto valor de densidad API del aceite producido, mientras que
para el mismo valor de densidad API existen campos que tienen un valor de Factor de
Recuperación mayor.
Al analizar el desarrollo de los campos con mayor Factor de Recuperación y
compararlo con el Plan de Desarrollo del campo en cuestión es posible establecer
áreas de mejora.
Comparación del Factor de Recuperación de un campo en producción con otros campos del mundo
de características similares (Ilustrativo)
3. Dependiendo de los resultados del análisis comparativo nacional e internacional, se
determinan recomendaciones para lograr el mejor desempeño del área o campo
80
72
64
56
48
40
32
24
16
27 27.5 28 28.5 29 29.5 30
Densidad API, °API
Fact
or
de
Rec
up
era
ció
n F
ina
l,%
Campo 1
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analizado. Conviene señalar que el análisis está apoyado con información
proporcionada por Pemex y bases de datos técnicas de áreas y campos
internacionales de los que se pueden identificar propuestas de mejora.
d. Capacidad financiera
La Secretaría de Energía, con la asistencia técnica de la Comisión Nacional de
Hidrocarburos, llevó a cabo reuniones con la Dirección General de Petróleos Mexicanos
para evaluar las capacidades financieras requeridas para desarrollar los campos en
extracción y ejecutar los planes de exploración propuestos, bajo la siguiente mecánica:
Campos en Extracción:
1. Establecer meta de balance financiero anual de la empresa. Para esto tomó en
cuenta la capacidad de endeudamiento de la empresa en los mercados nacionales y
del exterior.
2. Determinar recursos disponibles para extracción en cada periodo, considerando
diferentes escenarios de distribución de los recursos financieros entre exploración y
extracción
3. Jerarquizar campos solicitados considerando la rentabilidad (val or presente neto
entre el valor presente de la inversión) y elegir los campos que se pueden otorgar.
4. Estimar el balance financiero de cada año.
5. Comparar con la meta establecida y elegir los campos que se asignarán (con base en
la jerarquización realizada).
Áreas de Exploración:
1. Establecer meta de balance financiero anual de la empresa. Para esto tomó en
cuenta la capacidad de endeudamiento de la empresa en los mercados nacionales y
del exterior.
2. Determinar recursos disponibles para extracción en cada periodo, considerando
diferentes escenarios de distribución de los recursos financieros entre exploración y
extracción.
3. Jerarquizar áreas solicitadas considerando la rentabilidad (valor monetario esperado
entre el valor presente de la inversión), y elegir las áreas que se pueden otorgar.
4. Estimar el balance financiero de cada año.
5. Comparar con la meta establecida y elegir las áreas que se otorgarán (con base en la
jerarquización realizada).
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3. Evaluación de los planes de exploración y desarrollo.
Los planes de exploración y de desarrollo para la extracción, proporcionados por Petróleos
Mexicanos fueron evaluados para determinar si son acordes con las características del área o
campo que se esté analizando. Entre los principales aspectos que se evaluaron se encuentran los
estratégicos, geológicos, geofísicos y de ingeniería, financieros y ambientales, como se describe a
continuación:
Aspectos estratégicos relativos a las alternativas analizadas para la selección del plan de
exploración o de desarrollo y para la administración del proyecto, así como la etapa en la que
se encuentran las áreas y los campos y, determinar la etapa en la cual se encontrarían, para
beneficio del Estado.
Aspectos geológicos, geofísicos y de ingeniería que comprenderán los estudios realizados, la
cantidad y calidad de información, los modelos geológicos, geofísicos y de ingeniería, las
herramientas utilizadas para realizar los modelos, tecnologías, manejo de la producción,
capacidad para realizar las actividades, entre otros.
Aspectos financieros que incluirán la rentabilidad, las inversiones y gastos de operación
requeridos, las premisas económicas consideradas, la relación beneficio costo, el costo de
producción y el índice de utilidad.
Aspectos ambientales que contemplarán las autorizaciones otorgadas por la autoridad
competente, de acuerdo con la actividad que pretenden realizar en sus planes de exploración
y de desarrollo.
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4. Consulta de expertos.
Se llevaron a cabo mesas de discusión con expertos en la industria petrolera, sobre las
conclusiones obtenidas, a fin de ampliar las capacidades de análisis y de ejecución de la Secretaría
de Energía y de la Comisión Nacional de Hidrocarburos.
Las recomendaciones recibidas fueron consideradas para complementar los documentos
elaborados por la Comisión.
Anál is i s técnico especia l i zado de
documentos sobre áreas exploratorias y
campos petroleros de México, relacionado
a di ferentes áreas de especia l idad, para
discutir y escuchar opinión de expertos .
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5. Elaboración de documento soporte de decisión.
El documento soporte de decisión integra el informe por medio del cual se provee la asistencia
técnica que la Comisión debe otorgar a la Secretaría de Energía a fin de que ésta resuelva sobre la
adjudicación o no de las asignaciones de las áreas exploratorias o de los campos petroleros
solicitadas por Petróleos Mexicanos.
Dicho documento contempla lo siguiente:
- Fundamento por el cual se realiza el análisis.
- Proceso de análisis realizado.
- Información general del área exploratoria o del campo petrolero o agrupaciones de los
mismos.
- Evaluación de capacidades
- Resultado de la evaluación.
Las 165 áreas exploratorias solicitadas y los 380 campos petroleros solicitados por Pemex serán
presentados al Órgano de Gobierno de la Comisión para la emisión de las resoluciones respectivas,
mismas que serán públicas.
Finalmente, la Secretaría de Energía tomará la decisión de adjudicar o no las áreas solicitadas,
mediante la emisión de los títulos de asignación correspondientes, tomando en consideración la
asistencia técnica proporcionada por la Comisión.